專利名稱：一種判斷儲層巖石的潤濕性的方法
技術領域：
本發(fā)明涉及石油勘探技術，尤其涉及一種判斷儲層巖石的潤濕性的方法。
背景技術：
潤濕性是存在于固體和液體表面的一種特性，當不相溶的兩相流體(油和水或水 與氣)與巖石固相接觸時，其中的某一相流體沿著巖石的表面鋪開的現(xiàn)象為潤濕現(xiàn)象，巖 石的潤濕性一般分為油濕、水濕和中間潤濕三類。儲層的潤濕性控制著儲層流體的分布，影 響流體的導電途徑。在相同飽和度下，油濕儲層的電阻率會比水濕儲層的電阻率要高。儲 層巖石的潤濕性以水濕居多，這就使得建立在儲層是水濕基礎上的阿爾奇公式在過去幾十 年中能夠很好的識別油層和水層。隨著石油勘探的不斷深入，出現(xiàn)很多油濕儲層，在測井資 料中出現(xiàn)“高阻水層”和“低阻油層”，難以利用現(xiàn)有資料來識別油層和水層，有必要加強對 儲層巖石潤濕性的研究。前人在研究儲層巖石潤濕性時，采用接觸角測量法、Amott法(自吸法)和USBM 法(自吸離心驅替法)等方法，這兩種方法的操作程序較為復雜，尤其是USBM法需使用專 用巖心設計的超高速離心機，由于設備條件限制而較少被采用，故上述方法難以在測井上 進行儲層巖石潤濕性判斷。

發(fā)明內容
本發(fā)明實施例提供一種判斷儲層巖石的潤濕性的方法，以較簡便地判斷所述儲層 巖石的潤濕性。一方面，本發(fā)明實施例提供了一種判斷儲層巖石的潤濕性的方法，所述方法包括 分別測量油和水的自由弛豫時間；分別測量所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間；利用 核磁共振技術測量所述油和水兩相共存時儲層巖石的核磁共振信號，并記錄所述油和水兩 相共存時的含油飽和度值和含水飽和度值；通過添加順磁離子技術，將所述油和水兩相共 存時的儲層巖石的巖心浸泡于大于或等于20000ppm濃度的順磁溶液中，等待至少48小時， 將所述油和水兩相共存時儲層巖石的核磁共振信號分離，分別獲取所述油和水兩相共存時 反映油濕和水濕面積大小的所述油和水的橫向弛豫時間；根據(jù)所述油和水的自由弛豫時 間、所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間、所述油和水的橫向弛豫時間、所述含油飽和度 值和含水飽和度值計算所述油和水兩相共存時的潤濕性指數(shù)，以判斷所述儲層巖石的潤濕 性。上述技術方案具有如下有益效果本發(fā)明實施例主要利用核磁共振技術確定油和 水兩相共存時巖石的核磁共振信號，通過添加順磁離子技術，將油和水核磁共振信號分離， 從而利用核磁共振技術分別確定油和水共存時反映油濕和水濕面積大小的油和水的橫向 弛豫時間，最終計算所述油和水兩相共存時的潤濕性指數(shù)，為實現(xiàn)核磁共振測井技術較簡 便地判斷儲層的潤濕性奠定基礎。


為了更清楚地說明本發(fā)明實施例或現(xiàn)有技術中的技術方案，下面將對實施例或現(xiàn) 有技術描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本 發(fā)明的一些實施例，對于本領域普通技術人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動性的前提下，還可 以根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖。圖1為本發(fā)明實施例判斷儲層巖石的潤濕性的方法流程圖；圖2為本發(fā)明實施例實驗油和水的橫向自由弛豫T2分布示意圖；圖3為本發(fā)明實施例不同飽和度巖心的T2分布示意圖；圖4為本發(fā)明實施例油和水共存巖心的油和水信號T2分布示意圖；圖5為本發(fā)明實施例利用核磁共振分析技術確定的三塊巖心潤濕性大小示意圖。
具體實施例方式下面將結合本發(fā)明實施例中的附圖，對本發(fā)明實施例中的技術方案進行清楚、完 整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本發(fā)明一部分實施例，而不是全部的實施例?；?本發(fā)明中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創(chuàng)造性勞動前提下所獲得的所有其他 實施例，都屬于本發(fā)明保護的范圍。核磁共振弛豫時間依賴于原子核的自旋和周圍介質的相互作用。在固液兩介質的 接觸面上，由于潤濕性這種界面現(xiàn)象的存在，在接觸面附近形成了一個特殊的區(qū)域，該區(qū)域 內的流體分子運動速度比自由流體要慢，受磁場影響偏轉的原子核更容易的把能量傳遞到 周圍的環(huán)境中，這種影響的量度取決于固體表面對孔隙內流體潤濕的程度。表面弛豫發(fā)生 在固液兩介質的接觸面上，表面弛豫與巖石的潤濕性有著密切的關系，因此可以核磁共振 技術作為識別潤濕性的一項方法。本發(fā)明實施例采用核磁共振測量技術，采用添加順磁離 心技術實現(xiàn)油和水核磁共振信號分離，確定油和水兩相共存時的相對面積大小(即反映油 濕和水濕面積大小的油和水的橫向弛豫時間)，最終實現(xiàn)了儲層巖石的潤濕性判斷，該發(fā)明 為最終利用測井資料判斷儲層巖石的潤濕性奠定基礎，為復雜儲層識別和油層和水層評價 提供重要參數(shù)。本發(fā)明實施例的目的是針對利用儲層巖石潤濕性判斷的難題，以巖石物理配套實 驗為指導，利用核磁共振分析技術，從中分別獲得油和水核磁共振信號，利用核磁共振橫向 弛豫時間反映油和水兩相潤濕面積，從而實現(xiàn)利用核磁共振技術判斷潤濕性，為探索核磁 共振測井技術直接判斷儲層潤濕性奠定基礎。如圖1所示，為本發(fā)明實施例判斷儲層巖石 的潤濕性的方法流程圖，包括步驟101、分別測量油和水的自由弛豫時間根據(jù)選取巖心層位的地層水分析 資料和PVT(壓力體積溫度)分析資料，配制與實際地層礦化度接近的鹽水，并選擇與地 層原油粘度和成分接近的實驗油，分別利用低場核磁共振分析儀采用自旋回波脈沖序列 (Carr-PurcelI-Meiboom-Gi 11, CPMG)測量油、水的核磁共振的自由弛豫信號，通過SVD (奇 異值分解)法數(shù)據(jù)反演(下面的數(shù)據(jù)反演方法一樣，不再詳細描述)，將時間域的回波信息 轉換為橫向弛豫信息，以獲得自由弛豫時間T2分布；該步驟101中分別測量油和水的自由弛豫時間T2，此時要求測量時有足夠的極化 時間(12秒)，以確保測量測量信號能反映流體信息。PVT為壓力體積溫度。
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步驟102、分別測量所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間將巖心飽和油或水， 分別測量飽和油或水時狀態(tài)下巖心的核磁共振信號，通過數(shù)據(jù)反演獲得飽和狀態(tài)下橫向弛 豫時間T2分布；該步驟102中分別測量油或水飽和狀態(tài)的橫向弛豫時間T2，此時要求測量時有足 夠的極化時間(12秒)，以確保測量測量信號能反映孔隙結構以及流體信息。需要說明是 的是，步驟101和步驟102并無嚴格的時間先后順序，先執(zhí)行步驟101或先執(zhí)行步驟102均可。步驟103、利用核磁共振技術測量所述油和水兩相共存時儲層巖石的核磁共振信 號，并記錄所述油和水兩相共存時的含油飽和度值和含水飽和度值將飽和單相流體(油 或者水)的巖心驅替到一定的飽和度狀態(tài)，記錄油和水兩相共存時的含油飽和度值和含水 飽和度值，并測量油和水兩相共存的核磁共振橫向弛豫信號，并通過數(shù)據(jù)反演處理獲得油 和水共存時的橫向弛豫時間T2分布。步驟104、通過添加順磁離子技術，將所述油和水兩相共存時的儲層巖石的巖心浸 泡于大于或等于20000ppm濃度的順磁溶液中，等待至少48小時，將所述油和水兩相共存時 儲層巖石的核磁共振信號分離，分別獲取所述油和水兩相共存時反映油濕和水濕面積大小 的所述油和水的橫向弛豫時間將油和水兩相共存的巖心浸泡于高濃度的順磁溶液(氯化 錳或硫酸銅)中，等待至少48小時，使順磁離子充分進入孔隙中水，此時測量該巖心核磁共 振信號。由于順磁離子的存在，此時測量巖心的核磁信號沒有水信號，只有油的核磁共振信 號，通過數(shù)據(jù)反演即可獲得含油巖心的核磁共振橫向弛豫時間T2分布；步驟104中將巖心浸泡于高濃度(大于或等于20000ppm)的順磁溶液(氯化錳或 硫酸銅)中，需等待至少48小時，順磁離子會擴散巖心中水中，測量的核磁共振信號只有 油信號的影響，從而獲取所述油和水兩相共存時反映油濕面積大小的所述油的橫向弛豫時 間。具體為將所述油和水兩相共存時的儲層巖石的巖心浸泡于大于或等于20000ppm濃度 的順磁溶液中，等待至少48小時后再次測量所述油和水兩相共存時的儲層巖石的巖心，獲 取所述油和水兩相共存時的所述油的核磁共振信號，利用所述油和水兩相共存時儲層巖石 的核磁共振信號和所述油的核磁共振信號進行時域差譜分析，獲取所述油和水兩相共存時 的所述水的核磁共振信號，根據(jù)所述油的核磁共振信號通過數(shù)據(jù)反演獲取所述油和水兩相 共存時反映油濕面積大小的所述油的橫向弛豫時間T2，并根據(jù)所述水的核磁共振信號通過 數(shù)據(jù)反演獲取所述油和水兩相共存時反映水濕面積大小的所述水的橫向弛豫時間。由于油 和水兩種流體的核磁共振信號受孔隙表面積的影響，而油和水兩相的表面積反映了潤濕性 的大小，因此可以通過核磁共振的橫向弛豫時間計算油和水兩相共存時的潤濕性指數(shù)，以 此來判斷儲層的潤濕性。上述將所述油和水兩相共存時的儲層巖石的巖心浸泡于大于或等 于20000ppm濃度的順磁溶液中，等待至少48小時后再次測量所述油和水兩相共存時的儲 層巖石的巖心，獲取所述油和水兩相共存時的所述油的核磁共振信號，利用所述油和水兩 相共存時儲層巖石的核磁共振信號和所述油的核磁共振信號進行時域差譜分析，以獲取所 述油和水兩相共存時的所述水的核磁共振信號，可以更加準確地獲取所述油和水兩相共存 時反映油濕面積大小的所述油的橫向弛豫時間和所述油和水兩相共存時反映水濕面積大 小的所述水的橫向弛豫時間，在判斷儲層的潤濕性時，準確度更高。步驟105、根據(jù)所述油和水的自由弛豫時間、所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時
6間、所述油和水的橫向弛豫時間、所述含油飽和度值和含水飽和度值計算所述油和水兩相 共存時的潤濕性指數(shù)，以判斷所述儲層巖石的潤濕性。前人利用式⑴可以定量判斷巖石的潤濕性，潤濕指數(shù)的范圍在[-1，1]之間，潤 濕指數(shù)在[-1，0)之間，表示巖石是油濕的，越接近-ι表示油濕程度越強；而潤濕指數(shù)在 (0，1]之間，表示巖石是水濕，越接近1表示水濕程度越強；潤濕指數(shù)在0附近時，巖石是中 間潤濕。將式(1)中的潤濕表面積轉換為核磁共振橫向弛豫時間所得的潤濕面積，核磁共 振巖心分析的結果可以反映潤濕表面積，如式(2)所示，將式(2)代入式(1)中得式(3)，故 可以利用式(3)來定量判斷儲層巖石潤濕性?！┒1^^^^“)
Aw +Ao其中，Iw表示潤濕指數(shù)，無量綱-A表示水濕面積，m2 ；A。表示油濕面積，m2。T2+ρ-式(2)
1I^bν其中，T2,f表示流體的橫向弛豫時間，ms ；T2jb表示流體的自由弛豫時間，ms ； P表 示流體的表面弛豫強度，cm/s ；A表示流體的潤濕面積，m2 ；V表示流體體積m3。S.. /w =-
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i.bo J其中Cp=么=^^式⑷
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^2,o,100 T2,b。其中，Sw表示含水飽和度值，％;T2,W表示該含水飽和度值Sw下水峰的橫向弛豫時 間，ms ；S。表示含油飽和度值，％ ；T2j0表示該含油飽和度值S。下油峰的橫向弛豫時間，ms ； T2jbw表示水的自由弛豫時間，ms ;T2jb0表示油的自由弛豫時間，ms ;CP表示水與油表面弛豫 率比值，無量綱，T2,w, 100表示飽和水時的橫向弛豫時間，ms ；T2,。, 100表示飽和油時的橫向弛豫 時間，ms ； P w表示水表面弛豫率，mm/ms ； P。表示油表面弛豫率，mm/ms。本發(fā)明實施例采用核磁共振測量技術，采用添加順磁離心技術實現(xiàn)油和水核磁共 振信號分離，確定油和水兩相共存時的相對面積大小，最終實現(xiàn)了儲層巖石的潤濕性判斷， 該發(fā)明為最終利用測井資料判斷儲層巖石的潤濕性奠定基礎，為復雜儲層識別和油層和水 層評價提供重要參數(shù)。本發(fā)明實施例實驗選取某油田天然巖心3塊，對巖心進行處理，使其恢復到原始 潤濕性油濕狀態(tài)，具體步驟為首先，清洗巖心；其次，建立巖心的初始油和水飽和度；最 后，將巖心浸泡在變壓器煤油中，在油藏溫度下“老化” 14天以上，將巖心的潤濕性狀態(tài)恢復 到油濕狀態(tài)。本次實驗是利用MARAN-2S的核磁共振儀器。實驗溫度為25°C，采用自旋回波脈 沖序列(CPMG)測量巖石的橫向弛豫時間，設置回波間隔(TE)為0.4ms，等待時間(TW)為 6s、2s、0. 5s。當?shù)却龝r間為6s時，潤濕相流體和非潤濕相流體都能夠完全極化，而在2s和 0. 5s時，潤濕相流體能夠完全極化，非潤濕相流體不能完全極化。為了保證所得到的數(shù)據(jù)具
7有可比性，整個實驗采用相同的測量參數(shù)。實驗步驟如下1、測量實驗油和水的自由弛豫時間，測量結果如圖2所示，其峰值分別120ms和 2082ms。2、對飽和油狀態(tài)的巖心進行核磁共振測量，分別測量飽和油或水時狀態(tài)下巖心的 核磁共振信號，通過數(shù)據(jù)反演獲得飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間T2分布，測量結果見圖3所
7J\ ο3、將飽和油巖心放在夾持器中，連入驅替設備，用一定礦化度(根據(jù)底層狀況決 定礦化度大小)的水進行驅替，驅替速率為0. OOlml/min，最終使巖心處于殘余油狀態(tài)，即 油和水兩相共存的狀態(tài)，記錄油和水兩相共存時的含油飽和度值和含水飽和度值，并測量 該狀態(tài)下長等待時間(TW = 6s)的核磁共振信息，結果見圖4所示。4、將油和水兩相共存的巖心浸泡于高濃度(大于或等于20000ppm)的順磁溶液氯 化錳中，等待至少48小時，使順磁離子充分進入孔隙中水，此時測量該巖心核磁共振信號。 由于順磁離子的存在，此時測量巖心的核磁信號沒有水信號，只有油的核磁共振信號，通過 數(shù)據(jù)反演即可獲得油的核磁共振的橫向弛豫時間T2分布，測量結果見圖4。5、利用核磁共振信號進行時域差譜分析(TDA)，TDA差譜分析的結果如圖4所示， 差譜分析的T2分布反映了水的核磁共振信號，其譜的特征和圖2中水譜存在一定差別，這 是因為水并非完全為自由弛豫狀態(tài)，部分信號來受水的表面弛豫影響，通過數(shù)據(jù)反演即可 獲得水的核磁共振的橫向弛豫時間T2分布，測量結果見圖4。此時可以根據(jù)上述油和水的 自由弛豫時間、所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間、所述油和水的橫向弛豫時間、所述 含油飽和度值和含水飽和度值計算所述油和水兩相共存時的潤濕性指數(shù)，以判斷所述儲層 巖石的潤濕性。獲得油和水兩相的相對潤濕表面積大小，利用式(3)和(4)可以計算并確 定巖石的潤濕性指數(shù)。本發(fā)明實施例對3塊巖心進行實驗以獲得巖樣的潤濕性程度，結果見圖5所示。通 過實驗分析可知該實驗結果與巖心的潤濕性程度一致，可見利用核磁共振巖心分析技術可 以定量確定巖心的巖石的潤濕性指數(shù)，以較簡便地判斷巖石的潤濕性。本領域普通技術人員可以理解實現(xiàn)上述實施例方法中的全部或部分步驟是可以 通過程序來指令相關硬件來完成，所述的程序可以存儲于一計算機可讀取存儲介質中，該 程序在執(zhí)行時，包括上述全部或部分步驟，所述的存儲介質，如R0M/RAM、磁盤、光盤等。以上所述的具體實施方式
，對本發(fā)明的目的、技術方案和有益效果進行了進一步 詳細說明，所應理解的是，以上所述僅為本發(fā)明的具體實施方式
而已，并不用于限定本發(fā)明 的保護范圍，凡在本發(fā)明的精神和原則之內，所做的任何修改、等同替換、改進等，均應包含 在本發(fā)明的保護范圍之內。
權利要求
一種判斷儲層巖石的潤濕性的方法，其特征在于，所述方法包括分別測量油和水的自由弛豫時間；分別測量所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間；利用核磁共振技術測量所述油和水兩相共存時儲層巖石的核磁共振信號，并記錄所述油和水兩相共存時的含油飽和度值和含水飽和度值；通過添加順磁離子技術，將所述油和水兩相共存時的儲層巖石的巖心浸泡于大于或等于20000ppm濃度的順磁溶液中，等待至少48小時，將所述油和水兩相共存時儲層巖石的核磁共振信號分離，分別獲取所述油和水兩相共存時反映油濕和水濕面積大小的所述油和水的橫向弛豫時間；根據(jù)所述油和水的自由弛豫時間、所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間、所述油和水的橫向弛豫時間、所述含油飽和度值和含水飽和度值計算所述油和水兩相共存時的潤濕性指數(shù)，以判斷所述儲層巖石的潤濕性。
2.如權利要求1所述方法，其特征在于，所述分別測量油和水的自由弛豫時間，包括分別測量極化時間大于或等于12秒時油和水的自由弛豫時間。
3.如權利要求1所述方法，其特征在于，所述分別測量所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向 弛豫時間，包括分別測量極化時間大于或等于12秒時所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間。
4.如權利要求1所述方法，其特征在于，所述通過添加順磁離子技術，將所述油和水兩 相共存時的儲層巖石的巖心浸泡于大于或等于20000ppm濃度的順磁溶液中，等待至少48 小時，將所述油和水兩相共存時儲層巖石的核磁共振信號分離，分別獲取所述油和水兩相 共存時反映油濕和水濕面積大小的所述油和水的橫向弛豫時間，包括將所述油和水兩相共存時的儲層巖石的巖心浸泡于大于或等于20000ppm濃度的順磁 溶液中，等待至少48小時，再次測量所述油和水兩相共存時的儲層巖石的巖心，獲取所述 油和水兩相共存時的所述油的核磁共振信號，利用所述油和水兩相共存時儲層巖石的核磁 共振信號和所述油的核磁共振信號進行時域差譜分析，獲取所述油和水兩相共存時的所述 水的核磁共振信號，根據(jù)所述油的核磁共振信號通過數(shù)據(jù)反演獲取所述油和水兩相共存時 反映油濕面積大小的所述油的橫向弛豫時間，并根據(jù)所述水的核磁共振信號通過數(shù)據(jù)反演 獲取所述油和水兩相共存時反映水濕面積大小的所述水的橫向弛豫時間。
5.如權利要求1所述方法，其特征在于，所述順磁溶液包括如下之一氯化錳、硫酸銅。
6.如權利要求1所述方法，其特征在于，所述根據(jù)所述油和水的自由弛豫時間、所述油 和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間、所述油和水的橫向弛豫時間、所述含油飽和度值和含水 飽和度值計算所述油和水兩相共存時的潤濕性指數(shù)，包括首先根據(jù)所述油和水的自由弛豫時間、所述油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間通過如 下公式計算所述水和油的表面弛豫率比值 1 __Cp=^= ^00 ，其中，T2, bw表示水的自由弛豫時間，ms ;T2, b0表示油的自由弛Po---^2,o,100 T2,b。豫時間，ms ;CP表示水與油表面弛豫率比值，無量綱；T2,w,1(1(1表示水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間，ms ;T2jOj100表示油飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間，ms ； Pw表示水表面弛豫率，mm/ms ； P。 表示油表面弛豫率，mm/ms ；然后根據(jù)所述油和水的自由弛豫時間、所述水和油的表面弛豫率比值、所述油和水的 橫向弛豫時間、所述含油飽和度值和含水飽和度值計算所述油和水兩相共其中，Sw表示含水飽和度值，％;T2,W表示該含水飽和度值Sw下水的橫向弛豫時間，ms ；S。表示含油飽和度值，％ ;T2,。表示該含油飽和度值 S。下油的橫向弛豫時間，ms。
全文摘要
本發(fā)明提供一種判斷儲層巖石的潤濕性的方法，包括分別測量油和水的自由弛豫時間；分別測量油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間；利用核磁共振技術測量油和水兩相共存時儲層巖石的核磁共振信號，并記錄油和水兩相共存時的含油飽和度值和含水飽和度值；將油和水兩相共存時的儲層巖石的巖心浸泡于大于或等于20000ppm濃度的順磁溶液中，等待至少48小時，將油和水兩相共存時儲層巖石的核磁共振信號分離，分別獲取反映油濕和水濕面積大小的油和水的橫向弛豫時間；根據(jù)油和水的自由弛豫時間、油和水飽和狀態(tài)下的橫向弛豫時間、油和水的橫向弛豫時間、含油飽和度值和含水飽和度值計算油和水兩相共存時的潤濕性指數(shù)，以判斷儲層巖石的潤濕性。
文檔編號G01N24/08GK101915716SQ201010226290
公開日2010年12月15日 申請日期2010年7月6日 優(yōu)先權日2010年7月6日
發(fā)明者劉忠華, 周燦燦, 徐紅軍, 李潮流, 胡法龍 申請人:中國石油天然氣股份有限公司